Los costes regulados anuales del sector de gas natural en España

1. Los costes regulados anuales del sector de gas natural en España Seminario ARIAE sobre Regulación del Sector de Hidrocarburos Lima, 6 deOctubre de 2011 Raúl Yunta Huete Director de Hidrocarburos Comisión Nacional de Energía (España)

2. Objetivo • Presentación del estudio de valores unitarios de inversión y de operación y mantenimiento para la actividad de transporte (gasoductos y estaciones) en España 2

3. Índice • Antecedentes • Valores unitarios de inversión • Valores unitarios de O & M 3

4. AntecedentesMandato a la CNE • Mandato CNE: Disposición Adicional Segunda del RD 326/2008 de 29 Febrero • La Comisión Nacional de Energía remitirá a la Secretaría General de Energía una propuesta de revisión de los valores unitarios de referencia para los costes de inversión y de operación y mantenimiento para instalaciones de transporte que serán aplicables a las instalaciones puestas en servicio a partir del 1 de enero de 2008 • Ante este contexto, el objetivo principal del proyecto era: • Proponer un esquema justificado de los valores unitarios de inversión y los costes unitarios de O & M de las instalaciones de transporte del sistema gasista español, y sus fórmulas de actualización anual, para las instalaciones puestas en servicio a partir del 1 de enero de 2008. 4

5. Índice • Antecedentes • Valores unitarios de inversión • Valores unitarios de O & M 5

6. Información de partidaInformación analizada Muestra de datos analizada • Como criterio de partida, se han considerado para el análisis los datos de inversiones en el período 2006 – 2009, al estar estos datos soportados por auditorías o sistemas contables. • No se han considerado elementos posteriores a 2009 que no presentaran soporte en los sistemas contables de las compañías. • Muestra gasoductos: 1.498 km de transporte primario y 418 km de transporte secundario. • Muestra ERM / EM: 120. • Muestra ECs: 4. Muestra gasoductos analizados Muestra ERM’s analizada 6

7. Información de partidaCostes considerados • Para los análisis realizados se han considerado todas las partidas de inversiónremitidas por los agentes: • Costes directos del proyecto: • Ingeniería • Construcción • Supervisión • Tramitación • Materiales • Equipos • Otros costes incluidos: • Costes financieros • Costes internos activados • Subvenciones • Inspecciones • Instalaciones financiadas por terceros • Otros 7

8. Información de partidaEstructura del análisis Elementos analizados • Se han realizado análisis diferenciados para cada uno de los siguientes elementos: • Gasoductos (considerando que son instalaciones indivisibles y diferenciando entre obra lineal y sus posiciones asociadas). • Estacionesde compresión. • Estacionesde regulación y/o medida. • Centros de mantenimiento. 8

9. Información de partidaEstructura del análisis Períodos analizados • Para cada uno de los elementos anteriores, se han llevado a cabo dos análisis diferentes en función del periodo considerado en la muestra: • Análisis de la muestra del periodo 2006 – 2009: datos aportados por los agentes. • Análisis de la muestra del periodo 2002 – 2009: datos aportados por los agentes. completados con los datos extraídos de las auditorías existentes en la CNE. • Tasa de actualización a € 2008 empleada: IPRI bienes de equipo. 9

10. Información de partidaCostes reales analizados Gasoductos Estaciones de Compresión Estaciones de Regulación y Medida 10

11. Análisis costes de inversión para instalaciones p.e.m. 2008Metodologías estadísticas de análisis Hipótesis de trabajo • Debido a la escasez de la muestra en algunos de los diámetros / tipo G establecidos en la regulación, se ha decidido mantener la forma de la curva actual de la ITC. • Las propuestas de valores unitarios se obtienen multiplicando por un coeficiente constante a todos los diámetros / tipo G establecidos en la regulación. Metodologías de cálculo • Se han obtenido resultados a partir de dos metodologías de cálculo: • Ajuste por costes totales: Se fija el valor del coeficiente de forma que el total de costes reconocidos con la nueva curva sea igual al total de costes reales. • Curvas de percentiles a costes unitarios: Se fija el valor del coeficiente de forma que queden por debajo de las nuevas curvas el 50 % (mediana) y el 90 % de los costes unitarios reales. x Cte. x Cte. x Cte. x Cte. 11

12. Análisis costes de inversión para instalaciones p.e.m. 2008 Análisis de gasoductos en conjunto Transporte 1º: 2006 - 2009 NOTA: Diferencia porcentual respecto a los valores unitarios establecidos en la ITC / 3863 / 2007 12

13. Análisis costes de inversión para instalaciones p.e.m. 2008 Análisis de gasoductos en conjunto Transporte 2º: 2006 - 2009 NOTA: Diferencia porcentual respecto a los valores unitarios establecidos en la ITC / 3863 / 2007 13

14. Análisis costes de inversión para instalaciones p.e.m. 2008 Análisis diferenciando obra lineal de posiciones simult. (1) Transporte 1º: Obra lineal • Costes unitarios reales no reflejan tendencia en función del diámetro. Único valor de referencia 14

15. Análisis costes de inversión para instalaciones p.e.m. 2008 Análisis diferenciando obra lineal de posiciones simult. (2) Transporte 1º: Posiciones simult. Tipo S • Cálculo a partir de recta de ajuste de posición tipo S • Coeficientes para las posiciones tipo T y tipo D 15

16. Análisis costes de inversión para instalaciones p.e.m. 2008 Análisis de ECs Estaciones de Compresión: 2006 - 2009 NOTA: Diferencia porcentual respecto a los valores unitarios establecidos en la ITC / 3863 / 2007 16

17. Análisis costes de inversión para instalaciones p.e.m. 2008 Análisis de ERMs • Valores unitarios calculados para las ERM de transporte primario y ejecución simultánea al gasoducto Transporte 1º y ejecución simultánea: 2006 - 2009 Coeficientes de relación sobre costes totales NOTA: Diferencia porcentual respecto a los valores unitarios establecidos en la ITC / 3863 / 2007 17

18. Índice • Antecedentes • Valores unitarios de inversión • Valores unitarios de O & M 18

19. Información de partidaEstructura del análisis • Para la elaboración del análisis de costes de O&M se ha utilizado la siguiente información: • Costes contables 2006–2008 remitidos por las empresas transportistas • Costes contables 2003-2005 obtenida de estudios anteriores elaborados por la CNE y con información remitida en su momento por las empresas transportistas. • Costes devengados para el periodo 2003-2008 (ingresos devengados) anualmente por concepto de O&M a las empresas analizadas. • Número de instalaciones puesta en marcha y en operación en el periodo 2003-2008 Tipología de instalaciones incluidas en el análisis 19

20. Información de partidaCostes considerados • Para los análisis realizados y de acuerdo a la petición de información remitida, se han considerado los siguientes costes: • Tipología de costes: • Gastos Fijos • Gastos Variables • Gastos Directos • Gastos Indirectos • Desglose: • Personal • Compras • Suministros • Tributos • Arrendamientos • Seguros • Cánones • Reparación y Conservación • Otros Servicios Exteriores • Otros Gastos Explotación 20

21. Análisis de costes de O&M para instalaciones p.e.m. en 2008Evolución de la red de transporte Evolución red de gasoductos de transporte primario y secundario (Km.) 2003-2008 +8,8% +4,2% • Los gasoductos de la red de transporte primaria crecieron a una ritmo medio del 4,2% en el periodo 2003-2008. Por su parte, el número de km de gasoductos secundarios creció al 8,8% en el mismo periodo. Durante los años 2005 a 2007 se observa una ralentización en la puesta en marcha de nuevas instalaciones. • Las ERM tuvieron un crecimiento el 5,3%, mientras que las EM crecieron a un ritmo del 31,0% anual. • Finalmente, las EC crecieron a una tasa anual del 7,6% en el mismo periodo. Evolución del número de ERMs, EMs y ECs del sistema de transporte 2003-2008 +7,6% +31,0% +5,3% 21

22. Análisis de costes de O&M para instalaciones p.e.m. en 2008Costes de O&M reales activados y devengados 2003-2008 • Los costes reales de operación y mantenimiento en el sistema de transporte en su totalidad, son muy inferiores a los costes devengados en todos los ejercicios del periodo analizado. Esta diferencia se acentúa a lo largo del tiempo. • Adicionalmente, los agentes han remitido una serie de costes de operación y mantenimiento que contablemente han sido activados, por lo que no tienen reflejo en las cuentas de resultados de las compañías. • En concreto, actualización y adaptación de: • Sistemas de medición y adecuación normativa • Condiciones operativas y mantenibilidad • Telemática, telecontrol y operación • Requisitos de medio ambiente, prevención de riesgos y seguridad • Sistemas de información Costes de operación y mantenimiento activados Evolución del total de costes reales, reales con costes activados y devengados 2003-2008 22

23. Análisis de costes de O&M para instalaciones p.e.m. en 2008Gasoductos – Transporte primario Valores Unitarios Gasoductos primarios (2003-2008) Costes e instalaciones Gasoductos primarios (2003-2008) 23

24. Análisis de costes de O&M para instalaciones p.e.m. en 2008ERM/EM Costes e instalaciones ERM/EM (2003-2008) Valores Unitarios Promedio ERM/EM (2003-2008) 24

25. Análisis de costes de O&M para instalaciones p.e.m. en 2008EC – T. Fijo Costes e instalaciones EC (2003-2008) Valores Unitarios EC – T.Fijo (2003-2008) 25

26. Análisis de costes de O&M para instalaciones p.e.m. en 2008 EC – T.Variable Costes e instalaciones EC (2003-2008) Valores Unitarios EC – T.Variable (2003-2008) 26

27. Reflexiones sobre el Modelo Conceptual para determinar Valores Unitarios • Los valores unitarios de referencia de los costes de las inversiones y de los costes de O&M deben ser: • Fiel reflejo de los costes reales medios en los mercados • Suficientemente representativos para cada tipo de instalación y periodo de tiempo • Su determinación anual ex-ante no es un ejercicio sencillo • Los mercados determinan los precios de los recursos necesarios para construir, operar y mantener las instalaciones en función de multiplicidad de factores • Se requiere el mejor conocimiento posible sobre los mercados, pero hay una evidente asimetría en la información disponible: • El regulador no participa directamente en estos mercados, a diferencia de las empresas • A pesar de utilizar otras fuentes, necesariamente se ha de recabar información de los propios transportistas .

28. Reflexiones sobre el Modelo Conceptual para determinar Valores Unitarios • El Modelo Conceptual para determinar los Valores Unitarios, ha de tener en cuenta • El entorno volátil en el que se determinan los precios de los recursos. • Que al aplicar los valores medios en un caso concreto habrá diferencias, positivas o negativas, con la inversión real, en función de su desviación o singularidad respecto a las instalaciones consideradas como representativas. • La metodología de actualización sólo puede recoger la evolución de los factores de costes, pero no la evolución real de los precios de los mercados. • Según nos alejemos del periodo analizado, los valores del Modelo tendrán mayor probabilidad de divergir de los costes reales, produciendo perjuicios: • Bien para los transportistas que no se les reconocerá suficientemente las inversiones realizadas, • Bien para el sistema gasista que reconocerá inversiones superiores a las realizadas. • Es necesario un mecanismo amortiguador para aminorar, que no anular, las desviaciones entre los costes reales y calculados por valores unitarios. • En España, y para los costes de inversión, el valor de inversión reconocido se calcula como la semisuma del valor real de la inversión y el resultante por aplicación de los valores unitarios

29. COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA Alcalá, 47 28014 MADRID, ESPAÑA www.cne.es El contenido de esta presentación sólo tiene efectos informativos y no debe ser considerado como una declaración oficial de la Comisión Nacional de Energía. 29 29